Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Технология оценки переменного по латерали сейсмического сигнала при инверсионных преобразованиях

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Технология оценки переменного по латерали сейсмического сигнала при инверсионных преобразованиях"

На правах рукописи

005013886

СМИРНОВ ВЛАДИМИР НИКОЛАЕВИЧ

ТЕХНОЛОГИЯ ОЦЕНКИ ПЕРЕМЕННОГО ПО ЛАТЕРАЛИ СЕЙСМИЧЕСКОГО СИГНАЛА ПРИ ИНВЕРСИОННЫХ ПРЕОБРАЗОВАНИЯХ

25.00.10 - геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 5

КРАСНОДАР 2012

005013886

Работа выполнена в ООО «Тюменский нефтяной научный центр» и ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Корнев Владимир Александрович

Официальные оппоненты:

доктор физико-математических наук, профессор

Никитин Алексей Алексеевич

кандидат физико-математических наук, доцент

Борисенко Юрий Дмитриевич

Ведущая организация:

геологический факультет Московского государственного университета имени М.В. Ломоносова

Защита состоится 06 апреля 2012 года в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.101.09 по геофизике, геофизическим методам поисков полезных ископаемых Кубанского государственного университета по адресу: 350040, г. Краснодар, ул. Ставропольская, 149, ауд. 105.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Кубанского государственного университета.

Факс (861) 219-96-34 E-mail: geophvsic@fpm.kubsu.ru

Отзывы на автореферат, заверенные печатью организации, просьба направлять по указанному адресу в двух экземплярах не позднее, чем за две недели до защиты.

Автореферат разослан «23 »

Cf>Q@pe-A% 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

В.И. Гуленко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность. В настоящее время прирост сырьевой базы, как правило, связан с открытием и вовлечением в разработку залежей сложного строения с высокой степенью неоднородности фильтрационно-емкостных свойств. При этом решение обратной динамической задачи определения характеристик изучаемой толщи по наблюденному волновому полю приобретает особую важность. Точность решения обратной задачи влияет на эффективность геологоразведочных нефтега-зопоисковых работ, прогноз распределения фильтрационно-емкостных свойств в межскважинном пространстве, объемы расчетных геологических ресурсов и запасов углеводородов. Наибольшей востребованностью при решении таких задач пользуются сейсмические инверсионные преобразования, являющиеся приближенным решением обратной динамической задачи.

Новые нефтедобывающие районы в Восточной Сибири, на полуострове Ямал (в том числе в транзитных зонах), на юге Тюменской области характеризуются сложными сейсмогеологическими условиями. Наличие рыхлых отложений, трап-повых интрузий, смена источников и приемников при проведении съемок в транзитных зонах и другие факторы находят свое отражение в динамических характеристиках сейсмических записей и приводят к изменчивости параметров сейсмического сигнала по латерали.

В этой связи любые исследования по повышению уровня достоверности прогноза пространственной вариации импеданса посредством сейсмических инверсионных преобразований на основе технологий оценки переменного по латерали сейсмического сигнала являются, безусловно, актуальными.

Степень разработанности проблемы. Возможность привлечения переменных характеристик сейсмического сигнала на стадии инверсионных преобразований в настоящее время реализована в программном продукте Jason Geoscience Workbench (вплоть до версии 8.0 для акустического и синхронного типа инверсионных преобразований, и в версии 8.2 - для стохастического). При этом использование данной технологии строится на интер- и экстраполяции сейсмических сигналов по площади, определенных в точках скважин [Rudiana et al., 2008, Князев и Родина, 2009]. Использование карт сейсмических атрибутов в этом случае, как весовых функций, не позволяет в полной мере учесть вариации характеристик сигнала по площади. Результат построения куба переменного сейсмического сигнала в рассматриваемом варианте будет напрямую зависеть от того, какой атрибут был

использован. Таким образом, неизученным аспектом остается оценка изменения

3

параметров сигнала по площади путем непосредственного определения его характеристик в потрассном режиме по сейсмическим данным, с привлечением сква-жинной информации. В этой связи, в последнее время появляются работы по оценке отдельного сигнала для каждой трассы [Приезжев, 2011]. При обработке потенциальных полей также учитывают изменения спектрально-корреляционных свойств по площади наблюдения на основе адаптивного расчета двумерных автокорреляционных функций с последующей фильтрацией полей с переменными весовыми коэффициентами [Никитин и Петров, 2007].

Цель работы: разработка технологии оценки формы сейсмического сигнала, способствующей повышению надежности восстановления пространственного распределения импеданса при сейсмических инверсионных преобразованиях.

Задачи исследований. Для реализации поставленной цели потребовалось решение определенного круга задач, основные из которых:

- анализ существующих подходов определения параметров сейсмического сигнала на различных стадиях обработки и интерпретации данных сейсмических съемок в целом и для сейсмических инверсионных преобразований в частности;

- разработка алгоритмов построения кубов переменного по форме сейсмического сигнала на основе статистических подходов и с использованием данных акустического и плотностного каротажа;

- реализация алгоритмов в виде программ-плагинов для пакета Petrel (Schlumberger) с последующим опробованием технологии на модельных и реальных данных и оценкой ее эффективности.

Объектом исследования в настоящей работе являются методы определения параметров сейсмических сигналов для инверсионных преобразований, а также алгоритмы оценки переменной по латерали формы сигналов по скважинным и сейсмическим данным.

Методы исследований и фактический материал. Теоретической основой для решения задачи оценки латеральных вариаций формы сигнала являются положения цифровой обработки сигналов [Сергиенко, 2011], принципы которой применялись к сейсмическим данным.

Для определения характеристик сейсмических сигналов в точках скважин, а также непосредственно инверсионных преобразований, используется специализированная компьютерная система Jason Geoscience Workbench 8.0 (Fugro-Jason). С целью построения переменного сейсмического сигнала по скважинным сигналам применены разработанные соискателем (в соавторстве с А.В. Новокрещиным и

А.П. Девяткой) программы-плагины для пакета Petrel.

4

В основу диссертации положены результаты исследования автора, полученные на модельных и реальных геологических объектах. Практические выгоды использования предлагаемого алгоритма для оценки переменного по латерали сейсмического сигнала по скважинным и сейсмическим данным продемонстрированы на моделях и на месторождениях Западной (Ем-Ёговское и Тальцийское) и Восточной (Верхнечонское) Сибири.

Защищаемые результаты и положения:

1. Алгоритм получения спектральных оценок, рассчитываемых в потрассном режиме по кубу переменного статистического сигнала, формирующий набор соответствующих карт и позволяющий оценить площадные вариации параметров сейсмического сигнала.

2. Программная реализация алгоритма оценки переменного по латерали сигнала по скважинным и сейсмическим данным.

3. Технология оценки формы переменного по латерали сигнала, базирующаяся на коррекции фазовых поворотов переменных по площади сигналов, выравнивании трасс и расчете взаимно-корреляционных функций, применяемая для последующего проведения сейсмической инверсии, обеспечивающая восстановление пространственного распределения импеданса с минимальной погрешностью.

Научная новизна. Личный вклад.

1. Разработан алгоритм оценки переменного по латерали сигнала по скважинным и сейсмическим данным, а также реализующие его программные средства. Обоснование теоретических решений выполнено в соавторстве с A.B. Новокрещи-ным. Программная реализация предлагаемого алгоритма выполнена соискателем совместно с A.B. Новокрещиным и А.П. Девяткой.

2. Создана технология оценки переменного по латерали сигнала на основе разработанного программно-алгоритмического обеспечения.

3. На модельных данных, на основании выполненных тестовых расчетов установлено, что статистический расчет сейсмических сигналов в потрассном режиме решает проблему недоустраненных на этапе обработки сейсмических данных амплитудно-частотных вариаций сигнала по площади, а использование фазового спектра функции взаимной корреляции (ФВК) сейсмических трасс позволяет определить фазовый поворот сейсмических сигналов по площади наблюдений.

4. Основные результаты тестирования технологии на моделях получены непосредственно соискателем, опробование технологии на реальных геологических объектах выполнено совместно с Новокрещиным A.B.

Теоретическая и практическая значимость результатов. Результаты диссертации являются вкладом в развитие алгоритмов оценки формы сейсмических сигналов для последующего их применения на этапе инверсионных преобразований, доведены до практического использования в виде технологии и внедрены в процесс интерпретации сейсмических данных.

Разработанная технология существенно повышает точность решения одной из основных обратных динамических задач сейсморазведки - прогноза свойств изучаемой среды в виде разреза импеданса.

Результаты работы внедрены в производственную практику ООО «ТННЦ» и применены для инверсии зарегистрированного волнового поля в пространственное распределение импеданса на месторождениях ОАО «ТНК-ВР». Получено 2 свидетельства о государственной регистрации разработанных программных средств.

Апробация и реализация результатов диссертации. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на студенческой секции международной конференции геофизиков и геологов «Тюмень-2007» (Тюмень, 2007); всероссийской конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2008); региональной научно-практической конференции молодых специалистов ТНК-ВР (Тюмень, 2010); всероссийской научно-практической конференции молодых специалистов ТНК-ВР (Москва, 2010); симпозиуме «Тюмень-2011. Продуктивные клиноформные комплексы и возможности современной сейсморазведки» (Тюмень, 2011); 13-й конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов «Геомодель-2011» (Геленджик, 2011).

Предлагаемая технология признана лучшей в конкурсе молодежных научно-технических разработок по проблемам топливно-энергетического комплекса «ТЭК-2010» (Диплом, серия ТЭК, №714734, 2010). Автор также принял участие во Всероссийском конкурсе научно-исследовательских работ студентов и аспирантов в области информатики и информационных технологий в рамках Всероссийского фестиваля науки (БелГУ, 2011). Разработанные программы заняли 1-е место конкурса 8сЫитЪе^ег «Лучший плагин - 2011».

Публикации. Результаты исследований по теме диссертации изложены в 14 опубликованных работах. Из них 6 статей - в ведущих рецензируемых научных журналах, определенных Высшей аттестационной комиссией, 1 статья в нерецен-зируемом журнале, 4 работы - тезисы докладов на российских и международных

конференциях , 2 свидетельства на регистрацию программ, а также 1 учебное пособие для ВУЗов.

Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 185 наименований и приложений. Основной материал изложен на 134 страницах, включая 1 таблицу и 56 рисунков.

Благодарности. Автор выражает признательность научному руководителю д.г.-м.н. В.А. Корневу. Автор выражает благодарность своим коллегам: к.г.-м.н., И.Л. Цибулину, к.г.-м.н., В.А. Михайлову, к.г.-м.н., М.В. Лебедеву, к.г.-м.н., И.И. Бобровнику, В.П. Калгину, Р.Б. Яне вицу, A.B. Жидкову - за конструктивную критику и рекомендации по редакции статей.

Отдельную благодарность автор выражает к.т.н. A.B. Новокрещину за всестороннюю поддержку и дискуссии в ходе выполнении работы, а также А.П. Девятке за помощь в программной реализации алгоритма.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во ВВЕДЕНИИ показана актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи исследования, защищаемые положения, научная новизна и практическая значимость работы.

ГЛАВА 1. ИЗУЧЕННОСТЬ ЗАДАЧИ ОЦЕНКИ ПАРАМЕТРОВ СЕЙСМИЧЕСКОГО СИГНАЛА

В первом разделе «Влияние геологической среды на параметры сейсмического сигнала при его возбуждении, распространении и регистрации» рассматривается влияние на сейсмический сигнал таких факторов, как наличие литологических вариаций и рыхлых отложений в верхней части разреза, использование разных типов источников и приемников в случае съемок в транзитных зонах, искажения волновой картины в подгазовых областях. Отмечается, что в большинстве случаев вариации сейсмического сигнала по латерали, вызванные подобными факторами, tteудается устранить на этапе обработки материалов полевой съемки.

Во втором разделе анализу подвергается «Принятая последовательность определения параметров сейсмического сигнала для целей сейсмических инверсионных преобразований» [Левянт, 2010]. Среди недостатков данного подхода выделяются такие этапы, как «отбраковка» сигналов, отличающихся по своим характеристикам от средних оценок, а также расчет осредненного сигнала. Традиционный подход приводит к тому, что определенный сигнал, в тех частях изучаемой площади, где он не соответствует конкретной волновой картине/трассе, бу-

дет приводить к нежелательным искажающим эффектам при восстановлении пространственного распределения импеданса [Edgar and Selvage, 2011 ].

В третьем разделе «Используемая еверточная модель» отмечается, что в работе использованы принципы лучевой теории, в рамках которой существует множество сверточных моделей. Здесь среди рассмотренных сверточных моделей: классическая, предложенная Робинсоном [Robinson, 1954, Robinson, 1967], модель, лежащая в основе поверхностно-согласованной деконволюции [Taner and Koehler, 1981], модель изменяющегося сигнала [Ziolkowski, 1991] и др. Помимо этого рассматриваются эффекты диссипации (рассеяния) энергии (Q-эффект) [Peselnick and Zietz, 1959, McDonal et al., 1958 и др.] и разработанные подходы по устранению ее влияния [Hargreaves and Calvert, 1991, Baño, 1996, Wang, 2002 и др.]. В результате, в работе реализована модель: s(0 =«(г)* КО* 00),

где s(t) - сейсмическая трасса, u(t) - сейсмический сигнал, r(t) - трасса коэффициентов отражения, a Q(t) - эффекты поглощения (считаются в полной мере присутствующими в s(t)). В результате сейсмические трассы принимают вид:

s(t, х, у) = u(t, х, у) * r(t, х, у), где u(t,x,y) - переменный по площади сейсмический сигнал.

В четвертом разделе «Постановка задачи» приводится положение, которым руководствовался автор при выполнении работы: поглощающая сейсмическую упругую энергию среда искажает амплитудно-частотные и фазо-частотные характеристики сейсмических сигналов, что находит отражение в динамических параметрах сейсмической записи. На основании выполненного анализа определена основная задача диссертационного исследования - оценка вариаций параметров сигнала по площади и построение соответствующего куба для выполнения сейсмических инверсионных преобразований при восстановлении пространственного распределения импеданса с наибольшим приближением к реальному распределению.

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ СЕЙСМИЧЕСКОГО СИГНАЛА

Все методы определения параметров сейсмического сигнала можно подразделить на три основные категории:

- детерминистические-, прямая регистрация характеристик сейсмического импульса при проведении полевых работ;

- статистические: для определения параметров сейсмического сигнала используются только данные сейсморазведки. Проблемным моментом является определение фазовых характеристик сигнала;

- методы, использующие скважиииую информацию совместно с данными сейсмических съемок. Указанный подход позволяет точно определять фазовые характеристики сейсмического сигнала вдоль ствола скважины. Однако полученный результат существенно зависит от качества каротажной информации.

Приведенные подходы основываются на различных предположениях, которые рассмотрены в данной главе.

В разделе «Детерминистические методы оценки параметров импульса» отмечены методы по определению параметров импульса в случае использования вибросейсмического [Lerwill, 1981; Miller and Pursey, 1954 и др.], взрывного [Гальперин, 1971] или пневматического источника [Giles and Johnston, 1973, Ziolokowski et al., 1982, Parkes et al., 1984 и др.]. Эти методы в рамках работы не представляют интереса, т.к. определяемые на их основе импульсы не привлекаются на этапе инверсионных преобразований.

Во втором разделе «Статистические методы оценки параметров сейсмического сигнала» рассмотрены методы, основанные на предположениях, что серия коэффициентов отражения - минимально фазовая [Stoffa et al., 1974, Buttkus, 1975], что амплитудный спектр закритически отраженных волн аналогичен амплитудному спектру сейсмического сигнала [Fokkema and Ziolkowski, 1987], и при этом сигнал может быть приближен к минимальной фазе путем применения экспоненциального затухания к сейсмической трассе [Taner and Coburn, 1980], а спектр серии коэффициентов отражения - белый шум [Robinson, 1967], и др.

Метод, предложенный Робинсоном [Robinson, 1967], довольно часто используется для определения параметров сейсмического сигнала на этапе сейсмогеологической привязки и инверсионных преобразований. Этот метод также лег в основу предлагаемого соискателем подхода по оценке выдержанности характеристик сейсмического сигнала по латерали.

Раздел «Оценка сейсмического сигнала с привлечением скважинной информации» рассматривает совокупность методов, включающих: спектральное деление [Danielson and Karlsson, 1984], деконволюцию сигнала, [Lines and Treitel, 1985], обобщенное обращение по методу наименьших квадратов [Cooke and Schneider, 1983, Lines and Treitel, 1984], Роя Байта [White, 2003].

Определение характеристик сейсмических сигналов с использованием скважинной информации является наиболее востребованным на этапе инверсионных

9

преобразований. Наибольшее распространение в отечественной практике получил метод, использующий обобщенное обращение по методу наименьших квадратов. Однако он не позволяет оценить сигнал для каждой конкретной трассы в соответствии с латералыю меняющимися фазо-частотными характеристиками.

В четвертом разделе «Существующие подходы к оценке переменного по форме сигнала» рассмотрены метод интер- и экстраполяции сигналов, определенных в точках скважин, на исследуемую площадь [Князев и Родина, 2009, Rudiana et al., 2008], а также подходы с использованием моментов высокого порядка [Brillinger and Rosenblatt, 1967, Edgar and Selvage, 2011 и др.]. При этом, если примеры применения второго метода на стадии инверсионных преобразований неизвестны, то первый подход достаточно часто используется в случае выявления вариаций по латерали характеристик сейсмического сигнала. Однако, поскольку при этом в качестве весовой функции привлекается одна из карт сейсмических атрибутов, которая определяется пользователем, то такой подход нельзя считать удовлетворительным. Вызвано это тем, что найти атрибут, характеристики которого в полной мере соответсвуют вариациям сейсмического сигнала по латерали практически невозможно.

На основании выполненного анализа установлено, что не существует приемлемого метода определения вариаций параметров сейсмического сигнала по латерали. Метод, предложенный Робинсоном [Robinson, 1967] позволяет оценить изменения амплитудно-частотных характеристик сейсмических сигналов по латерали, но не фазовые вариации.

Методы, использующие скважинпую информацию, позволяют определить как амплитудные, так и фазовые характеристики сейсмического сигнала, но только в окрестностях скважины без оценки латеральных изменений.

ГЛАВА 3. АЛГОРИТМ ОЦЕНКИ ПЕРЕМЕННОГО ПО ЛАТЕРАЛИ СИГНАЛА ПО СКВАЖИННЫМ И СЕЙСМИЧЕСКИМ ДАННЫМ ДЛЯ ЦЕЛЕЙ ИНВЕРСИОННЫХ ПРЕОБРАЗОВАНИЙ

В первом разделе «Описание алгоритма» приводятся основные этапы предлагаемого подхода. На первом этапе сейсмических инверсионных преобразований осуществляется стандартная процедура - сейсмогеологическая привязка. Если определенные с привлечением скважинной информации сейсмические сигналы не являются идентичными, то в этом случае необходимым является оценка латеральных вариаций характеристик сейсмического сигнала, который в дальнейшем используется при выполнении инверсионных преобразований.

Для оценки латеральных амплитудно-частотных вариаций сигнала предлагается методика, основанная на потрассном определении статистического сигнала по методу, описанному в работе [Robinson, 1967]. Примеры подобного подхода известны и применяются в сейсморазведочной практике [Guocheng et al., 2006, Jun et al., 2009, Lin et al., 2003]. Построение куба переменного сигнала реализовано в виде программы-плагина для ПО Petrel под названием «ELVI-P».

После построения куба переменного по латерали сейсмического сигнала необходимо также выполнить оценку амплитудно-частотных вариаций. Особенно это актуально для 3D сейсмических данных, которые в отличие от 2D характеризуются большим объемом информации и плотностью трасс по площади. Признано, что некоторые характеристики сигнала, такие как полная временная длительность и уровень побочных максимумов лучше анализировать с помощью его амплитудно-частотного спектра [Хаттон и др., 1989]. Для построения амплитудно-частотных спектров для каждого сейсмического сигнала применялось преобразование Фурье. Затем, по полученным спектрам снимались спектральные характеристики, по которым производилось построение соответствующих карт. Из спектральных характеристик использованы пиковая {(peak), максимальная (fmax) и ми-

Рисунок 1. Используемые спектральные характеристики

Описанный подход реализован в виде программы «Spectrum Qualifier». Выполненный впоследствии анализ выдержанности амплитудно-частотных характеристик сейсмического сигнала по латерали на месторождениях Западной Сибири (Тагульское, Русско-Реченское, Нефедовско-Тальцийское, Ван-Еганское, Верхне-колик-Еганское, Тальцийское, Ем-Ёговское), Восточной Сибири (Верхнечонское), а также Вьетнама (Ландо и Лантау), показал, что в большинстве случаев характеристики сигнала меняются по площади значительно. К примеру, на рисунке 2 приводятся результаты подобной оценки выдержанности характеристик сейсмическо-

11

го сигнала для одной из площадей севера Западной Сибири, где отчетливо выявляется понижение частотного состава сигнала в зоне болот. При этом полученные карты оценок ]реак, /тах и /тт были комбинированы в «комплексный» параметр, вида: /сотр1=0.5-/реак+0.25-/тах+0.25-^пп.

вянняннннш

0 1 О. 1 3 "|[ СК. I

Ті« «паю» Вся*«»»«* »ігвреал О Мюад горизонтами 01 І^Т - ж до (-їїоо мс © 8р«*»»«й ингвомл '■»!!...............

О Ввлои гориккгв «роео» Ц».............і Тэлцмг _______І; мс О Исклочить пусты» трассы

Запустить анализ

Карта комплексного параметра |

Космоснимок

Рисунок 2. Пример применения подхода по оценке выдержанности характеристик сейсмического сигнала по латерали

В таких условиях, для точного восстановления пространственного распределения импеданса, необходимо использовать переменные по латерали характеристики сейсмических сигналов.

При этом необходимо установить, существуют ли также и фазовые вариации. Сейсмические сигналы, определенные в разных скважинах, как правило, отличны по своим фазовым характеристикам. В качестве опорного в этом случае принимается один из сигналов, определенных в точках скважин. Производится расчет фазового сдвига между трассами в точках скважин, а также фазового сдвига между основным и второстепенными сигналами. В результате, возможность прогноза фазовых вариаций по площади оценивается теснотой связи фазовых сдвигов между сигналами (определенными с привлечением скважинной информации), и фазовых сдвигов, рассчитанных по ФВК сейсмических трасс. Разница сдвигов фаз между

сигналами и соответствующими трассами (участками трасс) составляет ошибку. Набор ошибок формирует график невязок.

После оценки ошибки определения фазового поворота производится расчет куба переменного сигнала: на первом этапе строится куб статистических сигналов (фазовый поворот которых равен нулю), на втором - по результатам площадного распределения фазы, трассы поворачиваются на определенный угол. Построенный таким образом куб переменного сейсмического сигнала может быть использован либо на стадии инверсионных преобразований, либо при дообработке исходного сейсмического амплитудного куба (рисунок 3).

—>1 А

Дообработка (стационариэация сигнала)

Амплитудный куб

Сгатжтичеекий

подход

потрассного

определения

сигналов

Ста гистический

подход +

лз распростране-

ние фазы от

скважин по

всему Ky5y3D

П

Процедура

Предлагаемые решения

О'

Рисунок 3. Технологическая схема реализации и применения алгоритма по оценке переменного по латерали сигнала

Возможность определения фазовых вариаций по площади с использованием ФВК описана далее. Поскольку в фазовом спектре содержится как непосредственно фазовый поворот, так и временной сдвиг, влияние последнего необходимо исключить до расчета ФВК. Реализуется это путем вычисления огибающей трасс [Tañer et. al., 1979] с последующим выравниванием на максимальное значение.

Расчет огибающей трасс выполняется следующим образом:

где Env(t) - огибающая трассы;

s(t) - исходная сейсмическая трасса;

s*(t) - преобразование Гильберта исходной сейсмической трассы.

После выравнивания на пик огибающей трасс осуществляется расчет фазового поворота. Пусть в точке (хьУд в процессе обработки полученная трасса (по полнократному кубу или кубу частичной суммы) si(t), а в точке (Х2,у>2) трасса s2(i). Согласно свсрточной модели можно записать:

•5, (0 = 1(0 *«i(0> s2(t) = r2(t)*u2(t).

Введем обозначение соответствующих образов Фурье: R для г, U для и и S для s. Тогда ФВК трасс st(t) и s2(t) будет записана как:

Cov(s, ,*,) = «,(«)• R'2 (со) ■ U, (ш) • и'2 {а),

где *- комплексное сопряжение.

Предполагая, что r(t) - белый шум, R(w) = const, тогда: Cbv(.s'|, s2) = const ■ Uy (a) ■ U'2 (су) .

Запишем частотные характеристики сигналов в виде амплитудной и фазовой составляющих:

Тогда ФВК трасс:

Cov(s, ,s2) = А, (ю) ■ А2 (ю) • e'h <">'.

Разность фаз сейсмических сигналов (искомый фазовый поворот) может быть выражена как:

л i ч ч Re[Cov(i,,i,)]

&<Р = Ф\ 0й)4>г (®) = arctg •

Весьма важно до расчета ФВК трасс выполнить процедуру их выравнивания на огибающую трасс, т.к. расчет, к примеру, вдоль прослеженного горизонта, неизбежно внесет ошибки в оценки ФВК вследствие существующих фазовых поворотов по площади.

В разделе «Тестирование алгоритма па модельных данных» рассматривается эффективность работы алгоритма на моделях.

Принятая модель состояла из тринадцати плоскопараллельных слоев с разными временной мощностью и значениями импеданса. Размерность куба - 200 на 200 линий с интервалом 25 метров между линиями. Пространственное распределение коэффициентов отражения, соответствующее построенному кубу, было свернуто с нуль-фазовым 40-герцовым импульсом Риккера, с длиной в 100 мс и

интервалом дискретизации 2 мс. В полученный синтетический куб ЗБ вносились переменные по площади фазовые и амплитудно-частотные искажения.

Для имитации болотных отложений была построена карта значений правого среза фильтра нижних частот (рисунок 4). Частоты среза варьировали от 120 Гц для «незаболоченных» участков и 30 Гц для зоны «болота». В результате применения переменного по латерали фильтра, были получены соответствующие искажения динамических характеристик волновой картины.

Рисунок 4. Карта амплитудных и фазовых вариаций

Для оценки параметров сейсмических сигналов использованы три скважины: в «незаболоченной» (welll), «заболоченной» (wel!2) и переходной зонах (well3). На стадии инверсионных преобразований использованы четыре различных подхода: с постоянными сигналами (по скважинам welll и well2), с интерполированными сигналами (по скважинам welll, well2 и well3), и с переменным сигналом по предлагаемому подходу. По результатам инверсионных преобразований с использованием контрольной скважины в переходной зоне (well4) и подхода [Cressie and Komak, 2003], заключающися в расчете оценок стандартного отклонения погрешностей прогноза, произведена оценка эффективности предлагаемого алгоритма, составившая 207% в сравнении с результатом использования единого сигнала по скважине «welll», 327% - с сигналом по скважине «well2» и 637% в сравнении с результатом по применению интерполированного сигнала.

Тестирование возможности определения фазовых вариаций также показало хороший результат помехоустойчивости алгоритма. При добавлении в синтетическую сейсмическую модель некогерентного шума различной интенсивности полу-

чены следующие значения ошибки определения фазы: при S/N = 10 до 2.8°, при S/N = 5 до 7.5°, при S/N = 2 до 36.1°.

Указанная погрешность свидетельствует о том, что при современном уровне развития процедур обработки полевого материала и высокого соотношения S/N использование фазового спектра ФВК сейсмических трасс пригодно для расчета фазового поворота сейсмического сигнала по площади.

Тестирование алгоритма выполнено также на модели с эффектами искажения амплитудно-частотных спектров и с фазовыми вариациями. Проведены инверсионные преобразования с сигналами, полученными в скважинах (welll, well2, well3 и welM), осредненным импульсом и рассчитанным по предлагаемому алгоритму. Затем, вдоль профиля «а - Ь», проходящего через скважины и пересекающего всю площадь (рисунок 3) выполнена оценка среднеквадратической ошибки восстановления пространственного распределения импеданса (рисунок 5). Заметно, что предлагаемый подход дает наименьшую среднеквадратическую ошибку и является оптимальным из рассмотренных.

Рисунок 5. Сопоставление среднеквадратических ошибок восстановления пространственного распределения импеданса вдоль профиля «а-Ъ»

ГЛАВА 4. ПРОГРАММНО-АЛГОРИТМИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

Процесс привлечения набора специализированных программных продуктов и их взаимодействия приводится на рисунке 6. При этом для инверсионных преобразований используется специализированная среда «Jason Geoscience Workbench», а также «Petrel», для которого и были разработаны программы-плагины.

Непосредственные оценки вариаций сейсмических сигналов и построение соответствующего куба реализуется с помощью разработанной программы «EL VI-Р», состоящей из нескольких модулей:

1. ELVI (Estimation of Laterally Variable Impulse) - построение куба статистических сейсмических сигналов в потрассном режиме;

2. MidCube - расчет осреднешюго куба с выравниванием на огибающую сейсмических трасс;

3. QC - оценка ошибки расчета фазовых вариаций по сейсмическим трассам, оцениваемая с использованием сейсмических сигналов, определенных в ходе сейсмогеологической привязки;

4. Map - построение карты фазовых поворотов;

5. TPR (trace-by-trace phase rotator) - поворот статистических сигналов на основании карты, построенной с применением Map.

□ □ □

Результат работы предлагаемого алгоритма

Программные продукты Данные

Сейсмогеологическая привязка

Построение куба переменного сигнала

У Использование построенного куба

переменного сигнала для инверсионных преобразований

Рисунок 6. Схема обмена данными между используемыми программными продуктами

В главе приводится описание внешнего вида и функциональности, а также схемы работы программ «Spectrum Qualifier» и «ELVI-Р». Помодульное взаимодействие программ «Spectrum Qualifier» и «ELVI-Р», а также их интерфейсы представлены на рисунке 7.

Spectrum Qualifier

» аСЛ-

л ю 4» ь. i^ i ';

- '-»S-'-M.

й" с

Е1ЛЛ-Р: Мар

■

ST......

irlwFl «ta

; ¡ИИЩ«

. ¡o>-

d

ElVl-P: TPR

Рисунок 7. Схема помодулъного взаимодействия разработанных программ

и их интерфейсы

ГЛАВА 5. ОПРОБОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ НА РЕАЛЬНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ

ОБЪЕКТАХ

В главе приводятся результаты анализа эффективности предлагаемой технологии, примененной на трех месторождениях. К примеру, на Ем-Ёговском месторождении сейсмическая запись была существенно искажена вследствие влияния поверхностных условий (рисунок 8а).

Проблемой площади являлось разделение тутлеймской свиты (горизонт «Б», рисунок 86) на две подсвиты. Для соответствующего интервала по предлагаемой технологии был построен куб переменного сигнала. Результаты выполненных инверсионных преобразований по разработанной технологии и с использованием единого импульса приведены на рисунке 9, где представлены результирующие разрезы относительного импеданса, соответствующие линии 1-2 рисунка 8а.

м »¡>/

MidCube

Карта фазовых поворотов

QC/MidCube |

I

Выбор опорного сигнала

Куб

переменного _

| ) - Исходные данные и связанные с ними процедуры; <£> - Ветвление; ( | - Разработанные программные средства и ] (- результаты их работы.

Рисунок 8. Искажение сейсмической волновой картины, вызванное влиянием верхней части разреза: а) - топооснова, б) - соответствующий временной разрез

В зоне перехода к низкочастотной сейсмической записи при использовании предлагаемой технологии не происходит падения частотного состава в распределении восстанавливаемого импеданса (не происходит укрупнения прослоев). Также, появилась возможность разделения тутлеймской свиты на две подсвиты.

Классической проверкой эффективности инверсионных преобразований является сопоставление кривых распределения импеданса в точке скважины, не участвовавшей в построении фоновой модели и выборе параметров. Пример данного сопоставления приведен на рисунке 10. Красным цветом показано распределение абсолютного акустического импеданса по скважинным данным, синим - результат инверсионных преобразований с единым сигналом, зеленым - с переменным сигналом (предлагаемый подход).

В связи с учтенными фазовыми вариациями изменилась корреляция кровли тутлеймской свиты. Сопоставление «время-глубина» для кровли тутлеймской свиты выявило эффективность предлагаемой технологии: стандартное отклонение ошибки составило 12.5 м, против 12.7 м для корреляции по исходному амплитудному кубу и 12.8 м - по кубу импеданса с постоянным сигналом.

Рисунок 9. Сопоставление полученных разрезов относительного акустического импеданса: а) - с использованием стандартной методики; б) -с применением предлагаемой технологии

Сопоставление распределения акустического импеданса по скважине "Control"

3000 2230

2280

2330

2380 2430

2480

2530 М

-По скважине -Единый сигнал (Err. = 2235) -Переменный сигнал {Err. = 1822»

Pucvhok 10. Сопоставление распределения акустического импеданса по скважине

«Control»

Выполненное тестирование технологии на других месторождениях показало, что карта фазовых поворотов сигналов может отражать геологическое строение (распределение фаций) изучаемого интервала, а сама технология ведет к уточнению прогноза ФЕС.

В приложениях А-Г приведены справки о внедрении и свидетельства о регистрации в ФГУ ФИПС программ «ELVI-Р» и «Spectrum Qualifier».

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Выполнен анализ существующих подходов определения параметров сейсмического сигнала на различных стадиях обработки и интерпретации данных сейсмических съемок в целом и для сейсмических инверсионных преобразований в частности. Установлено, что существующий подход по оценке латеральных вариаций параметров сигнала не является удовлетворительным, так как при его применении используются произвольно выбранные карты сейсмических атрибутов.

2. Предложено оценивать амплитудно-частотные вариации по площади в по-трассном режиме по спектральным оценкам статистического сигнала. Показано,

что фазовые вариации с достаточной точностью могут быть распространены на исследуемую площадь путем расчета ФВК трасс.

3. Выполнена оценка выдержанности характеристик сейсмического сигнала по площади с использованием предлагаемого подхода на месторождениях Западной Сибири (Тагульское, Русско-Реченское, Нефедовско-Тальцийское, Ван-Еган-ское, Верхнеколик-Еганское, Тальцийское, Ем-Ёговское), Восточной Сибири (Верхнечонское), а также Вьетнама (Ландо и Лантау). Инверсионные преобразования с применением определенных вариаций параметров сигнала по площади, проведены на месторождениях Западной (Тальцийское, Ем-Ёговское) и Восточной (Верхнечонское) Сибири.

4. Показана возможность изучения влияния геологической среды на параметры сейсмического сигнала, которое, зачастую, остается неустраненным после этапа обработки материалов полевой съемки. Установлено, что традиционный подход определения параметров сигнала и применения его при инверсионных преобразованиях в случае искаженной волновой картины приводит к некорректному восстановлению пространственного распределения импеданса. В связи с этим, в работе использована сверточная модель с латерально меняющимся сигналом.

5. Разработанные алгоритмы, в рамках технологии оценки переменного по латерали сигнала, реализованы в виде программ и зарегистрированы в ФГУ ФИПС.

6. Научная новизна выполненной работы заключается в создании программно-алгоритмического комплекса, обеспечивающего повышение достоверности и надежности детализации внутренней структуры сложнопостроенных объектов и определения их емкостных свойств.

7. Практическая значимость работы подтверждается результатами опробования разработанной технологии в сложных сейсмогеологических условиях Западной и Восточной Сибири. Полученные результаты свидетельствуют о целесообразности применения данной технологии в аналогичных условиях в России и за рубежом.

8. Результаты работы внедрены в производственную практику ООО «ТННЦ», что подтверждается справками о внедрении.

ПУБЛИКАЦИИ АВТОРА ПО ТЕМЕ ДИСЕРТАЦИИ

Статьи в научных изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Смирнов В.Н. Подход к оценке переменного по латерали сейсмического сигнала по скважинным и сейсмическим данным // Известия ВУЗов. Геология и разведка. -2011. -№4. - С.58-63.

2. Смирнов В.Н., Новокрещин A.B. Инверсионные преобразования с импульсом, переменным по латерали // Нефть и газ. - 2011. - №2. - С. 117-121.

3. Смирнов В.Н., Новокрещин A.B. Пример подхода к оценке выдержанности характеристик сейсмического импульса по площади // Электронный журнал «Нефтегазовое Дело». -2011,- №4. - С. 115-121.

4. Тимчук A.C., Костгоченко C.B., Смирнов В.Н. Сейсмические инверсионные преобразования для уточнения геологических моделей и проектирования разработки месторождений углеводородов // Вестник ЦКР Роснедра. - 2011. - №2. - С. 11-16.

5. Смирнов В.Н., Натеганов A.A., Девятка А.П. Автоматизация процесса атрибутного анализа сейсмических данных // Технологии сейсморазведки. - 2010. - №4. -С. 14-17.

6. Смирнов В.Н., Малышевская Т.С., Романов Д.В. Уточнение физико-геологической модели месторождения с помощью акустических инверсионных преобразований данных сейсморазведки // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №11.-С. 28-31.

Свидетельства о регистрации программных продуктов:

7. Смирнов В.Н., Новокрещин A.B., Девятка А.П. Программа расчета куба сейсмических импульсов, с изменяющимися по площади амплитудными и фазовыми характеристиками («ЕЬУ1-Р»)//Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2011617576, дата регистрации в Реестре программ для ЭВМ 29.09.2011г.

8. Смирнов В.Н., Новокрещин A.B., Девятка А.П. Программа потрассного анализа амплитудно-частотных спектров сейсмических данных 3D («Spectrum Qualifier») //Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2011617577, дата регистрации в Реестре программ для ЭВМ 29.09.2011г.

Публикации в прочих научно-технических изданиях:

9. Смирнов В.Н. Использование переменного импульса для акустических инверсионных преобразовании. Моделирование без учета фазового поворота // Технологии сейсморазведки. - 2011. - №2. - С. 79-85.

10. Смирнов В.Н. Сейсморазведка. Базовые принципы: учебное пособие. Тюмень: «Вектор Бук», 2010. - 128с.

11. Смирнов В.Н., Новокрещин A.B. Алгоритм оценки переменного по латерали импульса по скважинным и сейсмическим данным для целей сейсмических инверсионных преобразований // Тезисы 13-й конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных «Геомодель-2011». - 2011. -С. 1-4.

12. Смирнов В.Н., Новокрещин A.B. Переменный импульс для акустических инверсионных преобразований // Тезисы симпозиума «Продуктивные клиноформные комплексы и возможности современной сейсморазведки. Тюмень - 2011». - 2011. -С. 1-4.

13. Смирнов В.Н. Реализация прикладных геофизических задач в комплексе Ocean фирмы Schlumberger // Сборник научных работ Всероссийского конкурса научно-исследовательских работ студентов и аспирантов в области информатики и информационных технологий в рамках Всероссийского фестиваля науки. Белгород -2011.-С. 22-26.

14. Смирнов В.Н. Снижение рисков при бурении и разработке месторождений путем уточнения геологического строения усовершенствованным методом сейсмических инверсионных преобразований // Сборник работ победителей XIX конкурса на лучшую молодежную научно-техническую разработку по проблемам топливно-энергетического комплекса. Москва: Министерство энергетики РФ, НС «Интеграция», 2012. - С. 294-299.

Формат 60x84/16. Бумага SvetoCopy. Печать цифровая. Усл. печ. л. 0,96. Тираж 150 экз. Заказ 135.

Отпечатано с готового набора в типографии ООО «Вектор Бук».

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Chi

л- Л • V.. .

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Смирнов, Владимир Николаевич, Краснодар

61 12-5/3429

ООО «Тюменский нефтяной научный центр» ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»

На правах рукописи

СМИРНОВ Владимир Николаевич

ТЕХНОЛОГИЯ ОЦЕНКИ ПЕРЕМЕННОГО ПО ЛАТЕРАЛИ СЕЙСМИЧЕСКОГО СИГНАЛА ПРИ ИНВЕРСИОННЫХ ПРЕОБРАЗОВАНИЯХ (по скважинным и сейсмическим данным)

25.00.10 - геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель-д-р геол.-минер, наук Корнев В.А.

КРАСНОДАР - 2012

ОГЛАВЛЕНИЕ

ОГЛАВЛЕНИЕ......................................................................................................2

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ............................................6

ВВЕДЕНИЕ.............................................................................................................7

ГЛАВА 1. Изученность задачи оценки параметров сейсмического сигнала...................................................................................................................25

1.1. Влияние геологической среды на параметры сейсмического сигнала при его возбуждении, распространении и регистрации................................25

1.2. Принятая последовательность определения параметров сейсмического сигнала для целей сейсмических инверсионных преобразований..................................................................................................34

1.3. Используемая сверточная модель.........................................................37

1.4. Постановка задачи..................................................................................46

ГЛАВА 2. Анализ существующих методов оценки сейсмического сигнала...................................................................................................................48

2.1. Детерминистические методы оценки параметров импульса.............48

2.1.1. Вибросейсмический источник при наземных сейсмических съемках............................................................................................................48

2.1.2. Взрывной источник при наземных сейсмических съемках.....48

2.1.3. Пневмоисточник при морских сейсмических съемках............50

2.2. Статистические методы оценки параметров сейсмического сигнала................................................................................................................52

2.2.1. Метод, основанный на предположении, что спектр серии коэффициентов отражения - белый шум....................................................53

2.2.2. Метод, основанный на предположении, что серия коэффициентов отражения - минимально фазовая....................................55

2.2.3. Метод, основанный на предположении, что сигнал может быть

взят напрямую из трассы...............................................................................58

2.2.4. Метод, основанный на предположении аналогичности амплитудных спектров закритически отраженных волн и сейсмического сигнала.............................................................................................................58

2.2.5. Экспоненциальное затухание.....................................................59

2.2.6. Оценка сигнала до суммирования..............................................60

2.3. Оценка сейсмического сигнала с привлечением скважинной информации........................................................................................................61

2.3.1. Метод спектрального деления....................................................62

2.3.2. Метод, использующий деконволюцию сжатия........................63

2.3.3. Метод, использующий обобщенное обращение по методу наименьших квадратов..................................................................................63

2.3.4. Метод Роя Байта..........................................................................66

2.4. Существующие подходы к оценке переменного по форме сигнала. 67

2.4.1. Интерполяция сигналов...............................................................67

2.4.2. Использование моментов высокого порядка............................71

2.5. Выводы....................................................................................................72

ГЛАВА 3. Алгоритм оценки переменного по латерали сигнала по скважинным и сейсмическим данным для инверсионных преобразований....................................................................................................73

3.1. Описание алгоритма...............................................................................73

3.2. Тестирование алгоритма на модельных данных.................................79

ГЛАВА 4. Программно-алгоритмическое обеспечение...............................90

4.1. Взаимодействие используемых программных продуктов.................90

4.2. Внешний вид, функциональность и схема работы программы ЕЬУ1-Р.................................................................................................................91

4.2.1. Модуль ELVI................................................................................92

4.2.2. Модуль MidCube..........................................................................95

4.2.3. Модуль QC....................................................................................98

4.2.4. Модуль Map................................................................................100

4.2.5. Модуль TPR................................................................................102

4.3. Внешний вид, функциональность и схема работы программы

Spectrum Qualifier.............................................................................................104

ГЛАВА 5. Опробование технологии на реальных геологических объектах...............................................................................................................108

5.1. Пример применения технологии на Ем-Еговском месторождении 108

5.1.1. Общая информация о геологическом строении......................108

5.1.2. Описание задачи.........................................................................109

5.1.3. Применение разработанной технологии..................................111

5.1.4. Выводы.................................... ....................................................121

5.2. Пример применения технологии на Тальцийском месторождении 121

5.2.1. Общая информация о геологическом строении......................121

5.2.2. Описание задачи.........................................................................123

5.2.3. Применение разработанной технологии..................................124

5.2.4. Выводы........................................................................................125

5.3. Пример применения технологии на Верхнечонском месторождении.................................................................................................126

5.3.1. Общая информация о геологическом строении......................126

5.3.2. Описание задачи.........................................................................126

5.3.3. Применение разработанной технологии..................................128

5.3.4. Выводы........................................................................................132

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.................................................................................................133

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ..............................................................................135

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ...............................................................................138

ПРИЛОЖЕНИЯ................................................................................................156

Приложение А. Справка о внедрении программы ELVI-P.....................156

Приложение Б. Справка о внедрении программы Spectrum Qualifier.... 157 Приложение В. Свидетельство о государственной регистрации

программы ELVI-P..........................................................................................158

Приложение Г. Свидетельство о государственной регистрации программы Spectrum Qualifier........................................................................159

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ s(t) - сейсмическая трасса по временной области S(w) - сейсмическая трасса в спектральной области r(t) - трасса коэффициентов отражений во временной области R(o) - трасса коэффициентов отражения в спектральной области w(t) - сейсмический импульс во временной области W(to) - сейсмический импульс в спектральной области u(t) - сейсмический сигнал во временной области U(co) - сейсмический сигнал в спектральной области n(t) - шумовая компонента во временной области N(co) - шумовая компонента в спектральной области ф(ш) - фаза сейсмического сигнала * - операция свертки Соу - ковариация Vp - скорость продольной волны Vs - скорость поперечной волны 6(т) - дельта-функция Дирака к - волновое число

БПФ - быстрое преобразование Фурье ВЧР - верхняя часть разреза 3MC - зона малых скоростей ОГ - отражающий горизонт

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность. Современный этап развития отечественной нефтедобывающей отрасли характеризуется весьма высокими уровнями добычи нефти, определяемыми крупными и крупнейшими месторождениями. Большинство этих месторождений характеризуются относительно простым геологическим строением. Они находились в разработке с 60-70-х годов прошлого века и в настоящее время вступили в зрелую стадию разработки и постепенно снижают свой потенциал.

В настоящее время прирост сырьевой базы, как правило, связан с открытием и вовлечением в разработку залежей сложного геологического строения, имеющих высокую степенью неоднородности фильтрационно-емкостных свойств. Здесь перед сейсмическими исследованиями ставится задача решения обратной динамической задачи - определения характеристик изучаемой толщи по наблюденному волновому полю. Точность данного решения влияет на эффективность геологоразведочных и доразведочных нефтегазопоисковых работ, прогноз распределения фильтрационно-емкостных свойств в межскважинном пространстве, объемы подсчитываемых геологических ресурсов и запасов и на принимаемые впоследствии управленческие решения. Наибольшей востребованностью при этом пользуется сейсмическая инверсия, являющаяся приближенным решением обратной динамической задачи при наложении некоторых ограничений на модель среды и свойства волнового процесса [Гогоненков, 1987, Курочкин и др., 2003].

Для многих нефтегазодобывающих компаний планы поддержания и роста уровней добычи нефти связаны с освоением новых нефтедобывающих районов в Восточной Сибири, на полуострове Ямал (в том числе в

транзитных зонах) и на юге Тюменской области. Для этих районов характерны сложные поверхностные сейсмогеологические условия.

К примеру, большинство нефтегазовых районов Тюменской области имеют сложное строение ВЧР, которая в случае наличия рыхлых отложений является фильтром нижних частот. Это может приводить к искажению возбуждаемых сейсмических импульсов и регистрируемых сейсмических сигналов в соответствии с мощностью и площадным распространением рыхлых приповерхностных отложений, что может найти отражение в динамических характеристиках сейсмической записи. Как известно, фильтрующее действие полуторакилометровой толщи терригенных отложений меньше, чем фильтрующее действие четырех-пятиметрового слоя торфянистых отложений [Бобровник, 1971].

Перспективные слабоизученные районы Восточной Сибири зачастую характеризуются трапповыми интрузиями, которые являются препятствием для прохождения упругих сейсмических колебаний и осложняют последующую обработку полевых материалов. В результате в области развития трапповых интрузий может наблюдаться искажение динамических характеристик сейсмического волнового поля.

Увеличение объемов сейсмических работ в транзитных зонах, где при переходе «суша-водная среда» зачастую используют различные источники и приемники, происходит изменение характеристик как возбуждаемого сейсмического импульса, так и непосредственно регистрируемого сигнала.

Влияние неоднородностей верхней части разреза (ВЧР) на кинематические характеристики сейсмической записи достаточно подробно изучено [Козырев и др., 2003], и их искажения успешно устраняются посредством введения статических поправок, рассчитанных и уточняемых различными методами [Долгих, 2008, 2010].

Влияние же подобного рода отложений на динамические характеристики изучено не в полной мере, поэтому и не в полной мере устраняется на этапе обработки полевых сейсмических исследований. В результате на стадии сейсмогеологической привязки выявляются фазовые и амплитудные вариации сейсмических сигналов по площади.

Вопросам определения влияния зоны малых скоростей (ЗМС), наличие которой характерно для ВЧР большинства районов, и других факторов на частотный состав волн посвящены работы [Берзон и др., 1962, Николаев, 1965, Канарейкин, 1969, Бобровник и Монастырев, 1968, Бобровник, 1971], а также специальные исследования ЗабСибНИГНИ [Бобровник и др., 1965, Бобровник и др., 1967]. В работах показано, что ЗМС характеризуется коэффициентом поглощения 1*10"1^3*10"1м"1, а в некоторых случаях и более высокими значениями, и, следовательно, малые изменения мощности или поглощающих свойств ЗМС создают эффект намного превышающий эффект залежи. В условиях Западной Сибири, где процессы образования болот и торфяников протекают с большой интенсивностью, этот фактор приобретает особое значение. Так, заболоченность территории Салымского нефтеносного района составляет около 60% [Бобровник, 1978].

Среди возможных путей устранения влияния ЗМС на динамические характеристики возбуждаемых и/или регистрируемых колебаний выделяются приемы на стадиях полевых работ (погружение сейсмоприемников [Монастырев и др., 1967, Бобровник и Монастырев, 1968, Бобровник и Музыченко, 1971, Pullin et al., 1987, Rice et al, 1991] и/или взрывных источников [Андреев и др., 1971] и обработки полевых материалов (специфические типы деконволюции) [Гольдин и Митрофанов, 1975, Урупов и Кондратович, 1976, Мадатов и Стовас, 1984, Сагу and Lorentz, 1993].

К сожалению, способ погруженных сейсмоприемников практически не используется в настоящее время, а фильтрующее действие ВЧР не всегда может быть скомпенсировано при обработке данных [Козырев и др., 2003].

Вариации по площади параметров сейсмического сигнала вызывают также газовые залежи [Rudiana et al., 2008], искажающие динамические характеристики сейсмической волновой картины в подгазовой области. Еще в 1957 году на юго-западном мелководье Каспийского моря на основании изучения глубины проникновения сейсмических волн был получен вывод о том, что поглощение волн в газосодержащей части пласта значительно выше, чем в водоносной части того же пласта [Медовский и Мустафаев, 1959, Мустафаев, 1966].

Помимо этого отмечается [van der Baan et al., 2010], что вариации параметров сейсмического сигнала могут быть связаны с вариацией геологического строения временных толщ. К примеру, фазовые характеристики сейсмического сигнала чувствительны к наличию тонких в сейсмическом отношении слоев [Edgar and Selvage, 2011]. Ранее Вайде показал, что импульс Риккера, свернутый с двумя разнознаковыми коэффициентами отражения, соответствующими тонкому слою в однородной среде, меняет фазу суммарного сигнала на 90° вследствие интерференции [Wides, 1973].

Сейсмическая инверсия (в частности, акустическая) появилась вследствие разработки подходов по построению синтетических сейсмограмм [Peterson et al., 1955, Sengbuch et al., 1961] в предположении о плоском распространении волн, неизменности сейсмического сигнала по времени и отсутствии кратных волн и волн-помех. Впервые инверсионные технологии были предложены в 1970 году [Delas et al., 1970]. Позднее, после обсуждения возможности пересчета сейсмических трасс в интервальные скорости

[Lavergne, 1974, Lindseth and Street, 1974], была разработана инверсионная теория, рекурсивный алгоритм расчета акустического импеданса [Lindseth, 1976, Lindseth, 1979, Becquey et al., 1979]. С совершенствованием математического обеспечения инверсионных преобразований были предложены различные методы: инверсия редких импульсов (Sparse Impulse Inversion) [Levy and Fullagar, 1981], рекурсивная инверсия, базирующаяся на дискретной и непрерывной моделях [Berteussen and Ursini, 1983], авторегрессионная инверсия [Walker and Ulrych, 1983], генерализованная линейная инверсия (Generalized Linear Inversion - L2) [Cooke and Schneider, 1983], синхронная инверсия до суммирования [Simmons and Backus, 1996, Buland and Omre, 2003, Hampson et al., 2005], стохастическая инверсия [Maver et al., 1994] и т.д.

Принципиально важным для большинства инверсионных алгоритмов является вопрос об оценке формы сейсмического сигнала, который оказывает огромное влияние на результат инверсионных преобразований. Влияние на результат инверсионных преобразований таких параметров сейсмического сигнала, как частота, фаза и временная длина рассмотрены в [Huang et al., 1995], где отмечается, что несоответствие амплитудно-частотных характеристик сейсмического сигнала может привести к абсолютно некорректному восстановлению пространственного распределения акустического импеданса, а несоответствие фазы и длины сейсмического сигнала приводит к временному сдвигу восстанавливаемого распределения акустического импеданса. Таким образом, если в какой-либо части площади характеристики используемого при сейсмической инверсии преобразованиях сейсмического сигнала не соответствуют по своим амплитудно-частотным и фазово-частотным характеристикам волновому полю, то позиционирование высоко- и низкоимпедансных границ может быть несоответствующим

действительности [Brown, 2004]. К примеру, 45° фазовое отклонение сейсмического сигнала от нулевого значения приводит к тому, что граница не может быть сопоставлена положительному или отрицательному амплитудным пикам, а также переходу через ноль сейсмических трасс. Таким образом, при нестационарности сейсмического сигнала по площади положительноый амплитудный пик отражения может соответствовать высокоимпедансной границе в одной части площади и низкоимпедансной границе - в другой [Edgar and Selvage, 2011].

Этим и определяется актуальность работы, конечная цель которой -повышение уровня достоверности прогноза пространственной вариации импеданса, получаемой с помощью сейсмической инверсии путем применения переменных по латерали характеристик сейсмического сигнала, с тем, чтобы в каждой точке площади (для каждой трассы) используемый сейсмический сигнал по своим характеристикам наилучшим образом соответствовал волновому полю. При этом подход реализуется с привлечением скважинной информации в точках скважин и статистических методов в межскважинном пространстве со стратиграфическим ограничением.

Степень разработанности проблемы. Возможность привлечения переменных характеристик сейсмического сигнала